Повышение эффективности работы скважин, оборудованных УЭЦН на Южно-Покачевском месторождении

Анализом разработки дополнительно  предлагается зарезка вторых стволов  на объектах АВ1-2, БВ₆ и БВ₈, возобновление применения технологий по

выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

В связи с окончанием срока действия «Анализа разработки», в 2007г. ТФ ООО  «КогалымНИПИнефть» выполнена НИР  по составлению «Авторского надзора  за реализацией проектного документа  технологической схемы разработки Южно-Покачевского месторождения», и утвержденного ТО ЦКР Роснедра по ХМАО-Югре (протокол №978 от 14.12.07г, Тюмень) сроком на 3 года.

2.2 Динамика разработки месторождения

На конец 2009 года фонд в  границах деятельности ТПП «Покачевнефтегаз»  составляет 253 скважины, в том числе 146 добывающих, 70 нагнетательных, 18 в консервации, 13 контрольных и пьезометрических, 6 в ликвидации и ожидании ликвидации (Рисунок 2.1).

   Рисунок 2.1 Структура фонда скважин

В действующем фонде  числится 138 добывающих и 63 нагнетательных скважин (Рисунок 2.2).

Рисунок 2.2. Действующий фонд добывающих скважин

 

На 01.01.2010г. Южно-Покачевское месторождение  находится на стадии разработки падающей добычи нефти. Всего пробурено 253 скважины.

Выбытие добывающих скважин в другие категории в 2008 году составило 
5 шт., в том числе под закачку ушли 3 скважины.

Для поддержания пластового давления на месторождении с 1984 года осуществляется закачка воды: ввод скважин под  закачку составил 70 скважин. Это  позволило сформировать систему  ППД для наиболее рациональной выработки  запасов, и приведения основных показателей  разработки в соответствие друг с  другом. В 1990 году текущая компенсация 61,3%, а к концу 2008 года за счет увеличения объемов закачки текущая компенсация  выросла до 89,5 %, а накопленная  составила 114,3 %. Средняя приемистость нагнетательных скважин – 188,1 м³/сут.

Структура фонда нагнетательных скважин приведена на рис. 2.3.

 

 

Рис. 2.3 Структура фонда нагнетательных скважин.

Состояние пластового давления по объектам Южно-Покачёвского месторождения удовлетворительное (Таблица 2.1)

Таблица 2.1

Состояние пластового давления

Объект	Pнач, МПа	Пластовое давление на 01.01.2010г.
		Среднее по объекту	В зоне отбора	В зоне нагнетания
АВ1	18,5	17,17	16,83	17,92
АВ2	185	17,06	16,68	17,99
БВ6	23,5	21,71	21,65	22,11
БВ8	24,0	23,09	22,98	23,57

Снижение текущего пластового давления относительно начального по объектам составляет 4-10%.

Таким образом, за счет бурения новых  скважин и передвижений внутри фонда  по Южно-Покачевскому месторождению  фонд представлен в таблице 2.2

 

 

Таблица 2.2

	2006г.	2007г.	2008г.	2009г.
Экспл. фонд на конец года	147	149	151	146
Нагн. фонд на конец года	56	62	67	70

 

Южно-Покачевское месторождение  разрабатывается механизированным 
способом эксплуатации (146 шт.), причем скважин оборудованных ЭЦН - 124, 
оборудованных ШГН - 22. На 01.01.2010г. в консервации находятся 18 скважин, 13 скважин являются пьезометрическими, 2 скважины ликвидированы по техническим причинам.

Начальные извлекаемые запасы нефти  по Южно-Покачевскому месторождению  на 01.01.2010г. составляют - 17771 тыс.т., в  т.ч. по пластам (Таблица 2.3)

Таблица 2.3

Пласт	AB13	АВ2	БВ6	БВ8
Запасы	1965	7583	1819	6404

 

В 2010г. добыто:

Нефти, тыс. тонн           312,6

Жидкости, тыс. м^З/сут         5151,6

Закачка рабочего реагента, тыс. м³       4336,8

Добыча  растворённого газа, млн. м³      17,9

Обводненность, %         93,9

Отбор от утверждённых извлекаемых запасов, %    85,6

Темп  отбора от нач. утверждённых извлекаемых  запасов, %  1,8

Темп  отбора от текущих утверждённых извлекаемых  запасов, %  10,9

Компенсация отбора текущая, %       89,5

На 01.01.2010 г. с начала разработки добыто:

Нефти, тыс. тонн          15219

Жидкости, тыс. м^З/сут         66545

Обводненность, %         93,9

Закачка рабочего реагента, тыс.м³       72407

Добыча  растворённого газа, млн. м³      1386,6

Средний дебит действующей скважины по нефти, т/сут   6,4

Средний дебит действующей скважины по жидкости, т/сут  105,1

Средняя приемистость нагнетательных скважин, м^З/сут   188,1

Коэффициент нефтеизвлечения, доли единиц     0,352

Компенсация отбора, %        114,3

Динамика эффективности  геолого-технических мероприятий

Фактическое    выполнение    плана   добычи   по   Южно-Покачевскому месторождению за 2006 - 2010 годы и добыча на последующие годы зависит от выполнения следующих геолого-технических мероприятий (Таблица 2.4)

Таблица 2.4

	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.
Ввод новых скважин	1	1	2	1
Добыча нефти	0,58	0,189	0,640	0,935
Ввод скважин из БД	8	11	8	3
Добыча нефти	0,410	0,618	0,323	4,2
Перевод на МД	0	0	1	0
Добыча нефти	0	0	0,211	0
Оптимизация режимов	14	15	12	11
Добыча нефти	4,8	5,6	18,2	9,4
Изоляция притоков	1	0	1	2
Добыча нефти	2,9	0	0,8	1,6

 

 

 

 

Фонд скважин

По состоянию на 01.01.2010 г. Южно-Покачевское  месторождение находится на стадии падения добычи нефти. Всего пробурено  253 скважины, из них: 58 скважин - нагнетательные и 158 скважины нефтяные.

Выбытие добывающих скважин в другие категории в 2010 году составило 4 скважины: 3 - под закачку и 1 - в консервацию.

Южно-Покачевское месторождение  разрабатывается механизированным фондом скважин, оборудованных ЭЦН  и ШГН.

По состоянию на 01.01.2010 г. фонд скважин представлен в таблице 2.5

Таблица 2.5

Фонд добывающих скважин
Эксплуатационный фонд	131
В том числе:
- ЭЦН	108
-ШГН	23
Действующий фонд	124
В том числе:
-ЭЦН	105
-ШГН	19
Дающий фонд	120
В том числе:
-ЭЦН	103
-ШГН	17
Простой	8
В том числе:
-ЭЦН	7
-ШГН	1
Бездействующий	7

Продолжение таблицы 2.5

В том числе:
-ЭЦН	3
-ШГН	4
Фонд нагнетательных скважин
Эксплуатационный	49
Действующий	45
Под закачкой	41
Простой	4
Бездействие	4

2.3. Контроль за разработкой месторождения

Сложный производственный процесс, каким  является разработка нефтяных и газонефтяных месторождений, требует для принятия управляющих решений постоянного  контроля за разработкой месторождений - системных режимных наблюдений за техническим состоянием скважин, за технологическими параметрами работы скважин и физико-химическими  характеристиками пластовых флюидов, за энергетическим состоянием объектов разработки и гидродинамическими параметрами  продуктивных пластов, за направлением и скоростью фильтрационных потоков  в пласте, за выработкой запасов  углеводородов и заводнением  залежей.

Особое значение приобретает контроль на поздней стадии разработки, в  которую вступили большинство месторождений  ТПП «Покачевнефтегаз», когда необходимо оценить выработку запасов, заводненные  толщины остаточную и текущую  нефтенасыщенность, охват объектов разработки.

Для обоснования видов, периодичности  и объемов работ, выработки требований, к результатам промысловых, гидродинамических  и геофизических исследований для  решения задач контроля за разработкой  в ООО ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» существует «Регламент комплексного контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений». В него входят:

• учет добываемой продукции;
• контроль за освоением, техническим состоянием и технологическими 
  режимами   работы   скважин,   а   также   за   соответствием      фактических 
  показателей разработки к проектным решениям;
• контроль за энергетическим и температурным состоянием разрабатываемого месторождения;
• контроль за процессом заводнения продуктивных пластов;
• контроль за выработкой запасов углеводородов;
• оценка эффективности проводимых геолого-технологических меропри-ятий и применяемой системы разработки месторождений в целом.

В данном случае Южно-Покачевское  месторождение находится на стадии падающей добычи и в данном случае контроль за ним оценивается по площади  и разрезу распределения, оставшихся запасов с целью поддержания  добычи нефти, устанавливаются причины  и источники обводнения добывающих скважин, а также осуществляется информационное обеспечение ремонтно-изоляционных работ и геолого-технические мероприятия, сохраняются функции контроля за энергетическим состоянием залежей, технологическими параметрами работы скважин и  физико-химическими свойствами добываемых флюидов.

Одной из функций контроля на данной стадии остается подтверждение прогнозов  выработки запасов на базе постоянно  действующей геолого-техно-логической модели месторождения.

Проводится контроль за техническим  состоянием скважин с целью обнаружения  незапланированного движения флюидов  в системе «скважина-пласт»,    определение интервалов негерметичности  обсадных колонн, определение источника  обводнения, определение интервалов заколонной циркуляции. Все эти задачи производятся, как правило, промыслово-геофизическими методами.